DisclaimerDisclaimer
Esta presentación puede contener previsiones e información relativisión o expectativas actuales de la Compañía y su administraciónlimitación, cualquier declaración que pueda predecir, pronosticar,pueda contener palabras tales como “creemos”, “estimamos”, “especualquier otra palabra o frase con significado similar. Dichas decq p gincertidumbres y suposiciones. Advertimos que un número impodifieran materialmente de los planes, objetivos, expectativas, ecualquier caso, ni la Compañía ni sus filiales, directores, ejecutivoslos inversionistas) por cualquier decisión de inversión o de negoinformación y las declaraciones contenidas en esta presentaciónintención de entregar a los potenciales accionistas ningún análisis c
l ti i l t t áasegurarse que las estimaciones o los supuestos se concretarándiferirán de las estimaciones o supuestos contenidos en esta prese
E.CL es dueño de esta presentación y de la información en ella conparte, sin el consentimiento previo y por escrito de E.CL.
2
va a E.CL S.A. (en adelante “E.CL” o la “Compañía”) que reflejan lan con relación a su plan de negocios. Las previsiones incluyen, sinindicar o implicar resultados futuros, rendimientos o logros, y queeramos”, “el resultado probable”, “el efecto probable”, “prevemos” yclaraciones pueden contener un número de riesgos significativos,p g g ,ortante de factores pueden provocar que los resultados efectivosstimaciones e intenciones expresadas en esta presentación. En
s, agentes o empleados serán responsables ante terceros (incluidoscio o cualquier acción adoptada por éstos tomando en cuenta lani por cualquier daño derivado de ello. La Compañía no tiene la
comparativo de las previsiones y los resultados efectivos. No puedei l lt d d l i t f tn ni que los resultados de las operaciones o eventos futuros no
ntación.
ntenida, la cual no puede ser reproducida o utilizada, en todo o en
2
Estructura del sector eléctrico e
Participaciónde mercado
Crec. esperado(2010-2020)¹
Cliente
10%
90%
25% potencia26% demanda
6.0%SING
Santiago 74% potencia73% demanda
6.0%SIC
5941%
ReguladoLibres
1% potencia1% demanda
Aysén and Magallanes
Consideraciones del SING
Cerca del 100% de cap(incluyendo GNL). No exist
Fuente: CNE, CDEC-SIC, CDEC-SING, E.CL¹ En base a proyección de la Comisión Nacional de Energía (“CNE”) en el Informe Técn
Contratos LP con clientes
CAC estimado de las venfuerte actividad minera.
En base a proyección de la Comisión Nacional de Energía ( CNE ) en el Informe Técn3 No incluye proyectos en construcción durante 2011.
5
en Chile
Principales actores(% de capacidad instalada)
esGeneración porcombustibles²
% 3 699 3
%
57%20%
23%49%
26%
25%1%ECL
Endesa
Gener
Otros
3,699 3MW
59%17%
17%
9% 44%
22%
17%
17%Endesa
Colbun
Gener
11,147 3MW
HidroCarbónDieselGas / GNLOtros
22%Otros
pacidad instalada corresponde a carbón, diesel y gaste exposición a la hidrología;
ico Preliminar Precio Nudo SING/SIC – Ocubre 2010; ² En base a generación bruta;
s libres (co. mineras) representan el 90% de la demanda;
ntas de 6.0% para el periodo 2010-2020 impulsado por
ico Preliminar Precio Nudo SING/SIC – Ocubre 2010; En base a generación bruta;
5
SING: capacidad instalada y mixp yCapacidad instalada bruta por tecnología - 2011 (MW)
2500
3172000
Diesel / Fuel oil
688
1000
1500Gas Nat. - Arg.
GNL / Diesel
Nuevo carbón
Carbón
3
781
330
518781
22724
500
1000
Hidro
10 158277 21
0
E.CL Endesa AES Gener Otros2 1
Fuente: CDEC-SING(1) AES Gener tiene una capacidad adicional de 416MW (643MW CCGT in Salta,
Argentina), esta unidad es depachada en base para el SING (227MW).(2) Incluye 182MW con 100% de participación en Celta y 781MW de CCGTs con
Gas Atacama, 50% de propiedad de Endesa y 50% de Southern Cross.(3) Suministro con GNL para compañías mineras entre May-2010 – Julio 2012 (GNL
Mejillones, E.CL, y Gas Atacama).
6
x de generación
Carbón Gas Nat.Diesel / Fuel Oil Hidro
gGeneración promedio (MWh/h) y precios de energía (US$/MWh)
US$ 3501.400
Diesel / Fuel Oil HidroPrecio Spot Prom. contratos¹
GWh US$/MWhRestricción degas argentino²
US$ 250
US$ 300
1.000
1.200
US$ 150
US$ 200
600
800
US$ 0
US$ 50
US$ 100
0
200
400
US$ 00
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
Fuente: CNE, CDEC-SING01 Promedio de contratos de energía publicado por la CNE.2 Restricciones de gas comenzaron en 2004, pero aumentaron considerablemente
a partir de 2007.
6
Alta exposición al crecimiento mEl liderazgo de Chile como productor mundial de bajo cosproducción de cobre con exposición limitada a la volatibilla industria minera crece por la caída en las leyes mineras
SING producción de cobre (kt), SING generación (GWh
4 000
4.500
Prod. de cobre SING (kt)
p ( ), g (
kt
V l ilid d¹Correl. con
d l ²
Prom. anual precio de cobre (US$/lb)
3.000
3.500
4.000 Volatilidad¹ product. elect.²
Prod. de cobre 11.2% 0.87
Precio de cobre 28.2% (0.40)
2.000
2.500
1 5
1,8
500
1.000
1.5001,5
1,4 1,4
1,01,0
1,1
0,9 0,
17 1822 20
1419
3026 26
500
1994 1996 1998 2000 200
Fuente: Cochilco CNE Bloomberg
7
Fuente: Cochilco, CNE, Bloomberg¹ Calculada como la desviación estándar de las variaciones anuales; ² Calculada como
minerosto de cobre permite al SING capturar el crecimiento en la idad del precio del cobre. La demanda de electricidad de
s y bombeo de agua de mar a las minas.
h) y precio de commodities (US$/lb, bbl)
14 000
16.000
Demanda del SING (GWh)
3,2 3,23,3
) y p ( $/ , )
GWh
Prom. anual precio WTI (US$/bbl)
10.000
12.000
14.000
2,9
2,367
72
100
78
6.000
8.000
1,5
1,8
31
41
57
6762
0
2.000
4.000
91,0
631
0
02 2004 2006 2008 2010³
7
la correlación entre las variaciones anuales; ³ Considera Sep-2010 anualizado.
Mayor generador eléctrico de la(~ 50% participación de mercad
Activos de E.CL
(~ 50% participación de mercadCapacidad Instalada (MW)
44%
18%1%
Chapiquiña (10MW)1,796 MW
2010
38% Diesel Arica (14MW)
Diesel Iquique (43MW)
TE Tocopilla (1,004MW)16%
Tocopilla port
M Bl 1 (29MW)
C. Tamaya (104MW)
37%
15%
0%
2,126 MW2011
CT Andina2 (165MW)
TE Mejillones (592MW)
Mantos Blancos1 (29MW)32%
carbónGas/Diesel
CT Hornitos2 (165MW)Diesel & F.O.HidroEn constr. (carbón)
1 Pertenece a compañía minera operada por ECL; ² En construcción.
9
a minería del Norte Grandeo)o)
CarbónDiesel/derivadosGas naturalHidro
Tecnología
Grandes Clientes mineros
Collahuasi
Transmisión y distribuciónde gas
ChuquicamataEl Abra
Gaby
Gasoducto Norandino(región de Salta)2,449 kms en
Escondida
(región de Salta)2,449 kms enlíneas de transmisión
9
Historia y cambios recientesy
1913 1981 1993
Fundación de Electroandina
como central de generación para
Creación de Edelnor a partirde activos de Endesa en el
Privatización de Edelnor. Entra
Southern Electric
T
Codelco(Chuquicamata)
norte de Chile2
201
Combinación de International PInternational da origen a la nueva IInternational da origen a la nueva I
con 66GW de capacidad instalada, c
Codelco vende el 40% de la propiedCodelco vende el 40% de la propieden la Bolsa de Comercio de Sant
millones d
10
1996 2002 2009
Tractebel (hoy GDF Suez) entra a la propiedad de Electroandina.
Edelnor entra en Chapter 11. GDF Suez y Codelco
adquieren el
GDF Suez y Codelcofusionan sus activos
de generacióneléctrica y transporte
Codelco mantiene2/3 de la propiedad
82% de gas en el norte de Chile bajo E.CL (ex-
Edelnor)
11
Power (U.K.) y GDF Suez Energy nternational Power una compañíanternational Power, una compañía
controlada por GDF Suez en un 70%
dad de E CL en un remate públicodad de E.CL en un remate públicotiago en aproximadamente mil e dólares
0
Nueva estructura de propiedad
Fondos de pensioneschilenos
Otros ininstitu
ch
52.76% 1 13.62% 7
(691
CTH²(165 MW)
Electroandina(1,105 MW)
CTA(165 MW)
Generación de electricidad Dis
1 Excluye 0.7% de acciones en cartera adquiridas por E.CL producto del derecho a retiry q p p² E.CL posee el 60% de CTH, 40% restante pertenece a Inversiones Punta de Rieles (An
1
versionistasucionalesilenos
Inversionistasinstitucionales
extranjerosOtros
7.25% 10.70% 15.67%
MW)
Distrinor GNAA(4.5mm m³/day)
GNAC(4.5mm m³/day)
tribución de gas Transporte de gas
ro con ocasión de la fusión aprobada en diciembre de 2009 .ptofagasta Railway PLC).
1
Sólida estrategia comercial
Demanda promedio y duración de contratos vigen
500
400
450
500
Capacidad de base contratada con atractivocon una duración promedio de 11 añosSólida posición crediticia de clientesCerca del 100% de pass through de costosMárgenes de generación atractivos y establ
300
350
(MW
h/h)
150
200
250
Dem
anda
med
ia
Freeport-MMBHP Billiton
Anglo Xstrata
Other50
100
150D
SQMAnglo
AmericanXstrata
0
0 3 6
Vigencia rem
12
ntes
Codelcoos márgenes y
es
Emel
Barrick
Antofagasta plc
9 12 15 18
manente (años)
2
Industria atractiva
UNA INDUSTRDesarrollado mercado elé
Marco regulatorio estable
UNA INDUSTRDesarrollado mercado elé
Marco regulatorio estable Buenas perspectivas de crBuenas perspectivas de cr
Desafíos:
Nuevas reglamento de emisiones para centrales termoeléctricas
Límites más estrictos de emisiones de gases y materLímites más estrictos de emisiones de gases y materparticulado:
Limites para plantas existentes:MP = 50 mg/Nm3 ~ Oct 2013SOx = 400 mg/Nm3 ~ May 2015 (zonas saturadas;SOx = 400 mg/Nm ~ May 2015 (zonas saturadas;
Tocopilla)
NOx = 500 mg/Nm3 ~ Abr 2016 (zonas no saturadaMejillones)
Ley Nr. 20,257 de Energías Renovables noConvencionales (ley “ERNC”)
1
IA ATRACTIVAéctrico, 100% privatizadoy orientado a la inversión
IA ATRACTIVAéctrico, 100% privatizadoy orientado a la inversión
Acciones:
recimiento de la industriarecimiento de la industria
Acciones:
Inversión estimada para cumplir con nuevos límites de emisiones;
Est. USD 164m CAPEX (2011–2015)ial 2015)
Desarrollo de fuentes de energía renovable;
Aprobación ambiental para 2
ial
p obac ó a b e ta pa acarboneras de 375MW c/u;
Posibilidad de vender electricidad generada con GNL.
as;
4
Crecimiento minero genera oport
Potenciales proyectos mineros futuros en el SING
Companía ProjectosInv.
(USDm) RegiónPuesta en
marchaCompanía Projectos (USDm) Región marcha
Codelco Norte R.T. Súlfuro Fase I 397 II 2010
Antofagasta Min. Esperanza 2,170 II 2011
BHP Billiton Escondida 384 II 2011
Collahuasi Fase I expansión 750 I 2012Collahuasi Fase I expansión 750 I 2012
Freeport Mc Moran El Abra Sulfolix 600 II 2012
Xstrata Lomas Bayas II 293 II 2012
BHP Billiton Escondida LO pile 413 II 2013
Codelco Norte Ministro Hales (*) 1,700 II 2014( )
Teck Quebrada Blanca Hip. 3,000 I +2015
BHP Billiton Escondida Fase V 2,514 II +2015
Collahuasi Fase II 2,450 II +2015
Codelco Norte Chuquicamata subt. 2,000 II +2015
Quadra FNX Mining Sierra Gorda 1,600 II +2015
Total 18,271
Proyecto cuyo requerimiento de energía aún no ha sido contratadoRecientemente contratado con AES Gener
1
tunidadesDesafíos:
Crecimiento podría se más lento en el cortoplazo: Grandes proyectos mineros tomantiempo;p ;
Crecimiento significativo de la demandaesperada para 2015/2016 requerirá nuevacapacidad (y/o uso de ciclos combinadosexistentes) de 800MW:
Quadra FNX Sierra Gorda;Teck Quebrada Blanca;Collahuasi Fases I & II.
Acciones:
Desarrollo de nueva central carbonera de375MW y otros proyectos: Sujeto a firma dePPAs y contrato de construcción EPC;
Consolidación de crecimiento de corto plazo:135MW de nueva demanda de MineraEsperanza empezando en 2011;200MW bajo contrato EMEL empezandoen 2012.
5
Atractivo plan de expansión
2500 Aprox. 200MW capacidad GNL comprometida para EMEL
Aproba375MWMejillon
Capacidad de base instalada actual y esperada
2000
comprometida para EMEL, empezando 2012;
Capacidad remanente disponible para vender a precio GNL de mercado a partir de 2012
j
1000
1500
partir de 2012.
790
330
500
1000
330MW en base a 790
0
Carbón e Hidro actual CTA/CTH
durante 2011 (CTA
ATRACTIVO PLAN DE EXPANSION
330MW de carbón en contrucción; adicionalmenObjetivo de mantener participación del mercado
16
Objetivo de mantener participación del mercado
ación ambiental por 2 x W centrales a carbón en nes + puerto
a (MW)
375
p
2.146
651
2.146
carbón,
GNL Mejillones Capacidad base d
,A / CTH)
esperada
te 750MW de carbón con aprobación ambiental;rentable y equilibrado
6
rentable y equilibrado.
Proyectos en ejecucionCentral Termoeléctrica Andina (“CTA”)
Características
Potencia bruta 165 MW
Ubicación Mejillones
Total inv. (inc. contingencias)
USD496 m
Inicio operación Mid 2011
ContratoCodelco: 150MW / 21 years
Propiedad 100%
876
10%100%
CTA y CTH Inversión actual (USD m, %)
90% 90%
0%
25%
50%
75%
0%
Inversión al 31 de Marzo Pendiente Total
1
Central Termoeléctrica Hornitos (“CTH”)
Características
Potencia bruta 165 MW
Ubicación Mejillones
Total inv. (inc. contingencias)
USD380 m
Inicio operación Mid 2011
ContratoEsperanza:150MW / 15 years
Propiedad 60%
Avance del proyecto al 31 Marzo de 2011:CTA: 99 5%
CTA y CTH Estado del proyecto
CTA: 99.5%CTH: 99.2%
Periodo de pruebas:CTA: Capacidad máxima 166MW , 21 Marzo de 2011CTH: Sincronización, 19 Marzo de 2011,
7
E.CL: Resultados consolidados
USD millones FY 10 1Q 11 1Q
Ingresos operacionales 1.121 302 24g p
Resultado operacional 240 54 6
Margen operacional 21% 18% 27
EBITDA 340 79 9
Ganancia neta 200 34 4
Ventas físicas (GWh) 7.335 1.800 1.7
Ventas de energía en GWh (1Q11)
Ventas a clienteslibres
100%
Ventas de energía
Ventas a clienteslibres
Total =Total = 1.800 GWh
100% libres
99%
20
Q 10 Var. %
46 22,8%
2011: Periodo de ajustes en la oferta del SING: 840MW de nuevas plantas carboneras más eficientes en costos (aprox. 40% de la demanda promedio ,
66 (18,2%)
7% -
( p pdel sistema) bajo puesta en marcha / pruebas durante el primer semestre y con full operación a fines de 2011;
Nueva capacidad desplazará altos costos, generación menos eficiente, empujando a la baja el costo marginal
90 (12,2%)
49 (30,6%)
empujando a la baja el costo marginal de energía;
Costo marginal promedio de energía USD192/MWh (año a la fecha, 31 de marzo).
740 3,4%Mediados 2011: Operación comercial
de CTA & CTH (capacidad bruta 330MW):
PPA de CTA con Codelco comienza con la operación comercial de CTA;
en GWh (1Q10) PPA de CTH con Esperanza comienza en Abril 2011.
Ventas al mercadospot
1%
= 1.740 GWh
1%
0
Principales indicadores financierp
Ventas (USD millones)
1053 1121 1177600800
10001200
1053
0200400
2009 2010 Q1 11
Detalle de ventas (Q1 2011)
12 Meses
Ventas spot
Ventas contrato
89%
p
5%
Otros ingresos
6%
Total = USD 302 millones
2
os (1)
EBITDA (USD millones) y margen EBITDA (%)
358 340 329
34% 30% 28%
20%
25%
30%
35%
40%
200
300
400
358 340 329
0%
5%
10%
15%
0
100
2009 2010 Q1 11
Detalle de costos directos (Q1 2011)
12 Meses
Compras spot
17%
Combustibles
50%Depreciación
10%
17%
Total = USD 249 millones
Otros costos
23%
1
Principales indicadores financierp
Deuda/EBITDA
2,0x
3,0x
2,1x 2,2x 2,2x
,0x
1,0x
2009 2010 Q1 11
EBITDA/Gastos financieros12 Meses
20 0
25,0x
23,2x 24,1x 21,8x
5,0x
10,0x
15,0x
20,0x
,0x
2009 2010 Q1 1112 Meses
22
os (2)
Deuda neta/EBITDA
2,0x
3,0x
1,6x 1,7x 1,8x
,0x
1,0x
2009 2010 Q1 11
Clasificación de riesgoRatings Internacionales Grado de inversión:
S&P: BBB- (Perspectiva estable)
12 Meses
Fitch: BBB- (Perspectiva estable)
2
Un atractivo y competitivo retor
0,243
0,189US$ 0 200
US$ 0,250
US$ 0,300Dividendos por acción
50%por,
0,0750,095
US$ 0,100
US$ 0,150
US$ 0,200 porMon
31% payout ratio
0,075
US$ 0,000
US$ 0,050
2009 2010
2
009 0 0
rno al accionistaE.CL acciones (al 27/04/2011):
Cap. de mercado: USD 2.81 bn
Precio: CH$ 1,240
Source: Bloomberg
% payout ratio: dividendo pagado en 2011 el ejercicio de 2010el ejercicio de 2010
nto total a distribuir: USD 100.1 millones
3